Curso No. 3 Instrumentacion y control en medicion, separacion, compresion y bombeo_recovered.pdf

7/23/2019 Curso No. 3 Instrumentacion y control en medicion, separacion, compresion y bombeo_recovered.pdf

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1. Introducción

1.1. Condiciones generales para la extracción y el procesado

1.1.1. Generalidades

El primer paso para explotar un yacimiento de gas natural o petróleo es, lógicamente,conocer su localización, lo cual no es una tarea fácil, ya que en principio, no existeningún indicio en la superficie que nos indique su existencia. Sin embargo, lageología, la geofísica y otras ciencias aplicadas a esta tarea permiten conocer laestructura del subsuelo y determinar la posición de las capas que podríanalbergarlos.

Al igual que con el petróleo, para localizar los depósitos de gas natural los expertosbuscan regiones geológicas con unas características adecuadas. En general deben

localizarse, rocas ricas en compuestos orgánicos que hayan soportado temperaturaslo suficientemente altas para generar petróleo o gas, y formaciones rocosas capacesde almacenar estos hidrocarburos en unas "trampas", en las que habrá que perforarpozos para su explotación comercial.

En los años 70, por cada 10 sondeos exploratorios se encontraban hidrocarburos enuno; en la actualidad esta relación es de casi 7. Esto se debe a que la informacióndel subsuelo que se puede obtener gracias a la evolución de la geofísica se veconsiderablemente potenciada por la informática.

Los estudios geológicos y geofísicos, interpretados con herramientas muysofisticadas, ayudarán a conocer otros factores clave para su extracción, como laprofundidad a la que se encuentran, su volumen aproximado o las características delos estratos situados encima, entre otros. Sin embargo, sólo la perforación delyacimiento permitirá saber con certeza si la búsqueda tendrá recompensa.

Una vez localizado el lugar donde se encuentra una reserva de petróleo o gas, seevalúa si el proyecto es viable tanto técnica como económicamente. A partir de ahí,se inicia la fase de delimitación, en la que se realizan nuevos sondeos sísmicos a finde estimar el tamaño del yacimiento y determinar cuáles son las instalaciones másadecuadas para su explotación.

Actualmente, existen diversos métodos y técnicas para la recuperación del petróleo ogas natural de una formación productora, y su selección depende de muchosfactores, entre ellos, si el yacimiento se encuentra bajo el fondo marino. Otrosaspectos, como la naturaleza de las rocas que se encuentran en el camino hasta elyacimiento, también suponen un factor importante para decidir cuál es el sistema deperforación más adecuado.

El descubrimiento de grandes yacimientos de hidrocarburos en aguas profundas y

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los nuevos avances tecnológicos, han acelerado el desarrollo de plataformas en losúltimos 20 años, de manera que actualmente, el récord de producción se sitúa enmás de 2,000 metros bajo el agua, en una instalación ubicada en la costa brasileña.

El diseño de las plataformas marinas (offshore) ha sufrido una gran evolución desdeque surgieron las pioneras en los años 50. Actualmente las estructuras se handesarrollado de tal forma que no sólo permiten alcanzar profundidades impensableshace sólo unos años, sino operar en ambientes cada vez más hostiles desde el puntode vista ambiental.

Las primeras plataformas diseñadas específicamente para trabajar en el mar eranuna estructura de acero, con una subestructura y unos cimientos formadosgeneralmente por pilotes, que todavía hoy son las más frecuentes, también existenplataformas móviles o flotantes.

Dependiendo de la función de la plataforma, la estructura superior puede ir desdeuna simple cubierta hasta un cuerpo integrado de módulos de perforación, extraccióny procesamiento.

1.1.2. Extracción y proceso

Generalmente, una plataforma de extracción no se limita a obtener los hidrocarburos,sino que también los procesa para que el producto se ajuste a las necesidades de losconsumidores finales, ya que los hidrocarburos tal como se extraen del yacimientosuelen estar acompañados de algunos componentes tóxicos y corrosivos, así comode agua que es preciso eliminar para su transporte y distribución.

Una vez tratados, el petróleo o gas será enviado a las plantas de licuefacción o a loscentros de almacenamiento, mientras que el agua sobrante, previamente tratada,será devuelta al mar o inyectada en pozos que ya no son productores. La tecnologíaempleada en las plataformas de extracción permite mantener el agua que la rodeacompletamente limpia, lo que hace que estas instalaciones respeten y preserven suentorno natural.

1.2. Partes de una plataforma marina

1.2.1. Entorno

Una plataforma marina es una isla artificial en medio del mar, con la maquinaria y losútiles necesarios para llevar a cabo la extracción de los hidrocarburos y elprocesamiento necesario para su posterior transporte.

Una plataforma es un barco. Su aspecto interior, los turnos de comida e incluso suolor nos sitúan en un buque normal. Falta el capitán, pero en su lugar nosencontramos al supervisor de la plataforma, que se ocupa desde los asuntos más

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complejos de la perforación o de la producción, hasta los más cotidianos.

En esta superficie de 75 por 40 metros viven unas 50 personas que, en dos turnos de12 horas, perforan, procesan los hidrocarburos producidos y dan mantenimiento a la

plataforma y a los equipos que se tienen para llevar a cabo los procesosincansablemente 14 días seguidos que alternan con otros 14 de descanso en tierra.

Trabajar en una plataforma conlleva una dureza que suele estar recompensadas conunas primas de peligrosidad y lejanía que incrementan considerablemente el sueldode un operario normal. Junto a la plataforma da vueltas las 24 horas del día durante365 días el barco de apoyo. Disponibles para emergencias y para transportarmateriales o alimentos, estos barcos también hacen las veces de camión de labasura, que retiran periódicamente los residuos de la perforación.

1.2.2. Partes

Actualmente existen diversos tipos de plataformas de perforación: plataformas fijas,plataformas apoyadas en el fondo del mar con sistemas autoelevantes porcremallera, que permiten regular la posición según la profundidad de agua (jack up);y plataformas semisumergibles, con pontones por debajo de 10 metros desde el niveldel mar que sirven para mantener la estabilidad al no golpear las olas en la partesumergida. En la figura 1 se puede observar una de estas plataformas.

Asimismo se pueden utilizar barcos que cuentan con una apertura en la parte centralpor la que se realiza la perforación, el anclaje puede ser convencional, con variasanclas, o mediante hélices coordinadas por una computadora que mantiene laposición sobre un punto (posicionamiento dinámico).

El equipo de superficie consta de una estructura que soporta la torre de perforación,que mide cerca de 40 metros de altura, un malacate que mueve la sarta deperforación a medida que se va profundizando. El método utilizado para realizar laperforación es el de rotación, que ha sustituido al de percusión, utilizadoantiguamente.

La estructura también soporta los motores (eléctricos de corriente continua) quemueven el malacate, las bombas de lodo, y hacen girar la denominada mesa derotación que permite rotar a la sarta. Ésta pende de un gancho dotado de una unióngiratoria que permite inyectar lodo de perforación durante la rotación de la misma.

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Figura 1. Plataform a marina.

Una sarta de perforación está formada por diversos elementos, entre los quedestacan una flecha hexagonal o prismática para transmitir el movimiento giratorio,tubos de perforación, estrabarrenas (cuya misión es mantener la sarta trabajandocon peso sobre la barrena y evitar el pandeo, dado que al estar la sarta dentro de unfluido (lodo), tiende a flotar). La barrena está formada por tres conos giratorios a120º, dotados de dientes de gran dureza que al girar sobre la roca golpean enmuchos puntos y causan la rotura de la roca por percusión (roca dura) o por arrastre(roca blanda).

La perforación de los pozos comienza en un diámetro de 26 pulgadas, perforandoentre 50 y 500 metros. Terminada esta fase, se coloca una tubería de revestimiento yse cementa el espacio que hay entre la tubería y las paredes del pozo para lo cual elcemento se desplaza con un tapón de goma y bombeo de agua, como si se trataradel émbolo de una enorme jeringa.

La tubería de revestimiento protege los acuíferos superficiales y consolida las



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paredes del pozo. Asimismo, evita la entrada de fluidos o la pérdida de lodo. Una vezfinalizado este proceso, se repite de nuevo en las fases siguientes hasta llegar a laprofundidad final. Por último, la producción de los hidrocarburos se realiza por flujonatural, en el que la propia presión del yacimiento los impulsa hacia el conducto de

salida.1.3. Plataformas de los complejos marinos

En México, los yacimientos de hidrocarburos que aportan la mayor producciónnacional de aceite crudo están localizados en la Sonda de Campeche y en el áreamesozoica de Chiapas y Tabasco. La producción nacional se obtiene de lasregiones: Norte, Sur, Marina Noreste y Marina Suroeste.

También se tienen plataformas marinas como la Ek-Alfa. Esta es la plataformaprincipal del activo Ek-Balam, de Petróleos Mexicanos, por ser el centro de monitoreoy control de la producción arrojada por el sistema de bombeo electrocentrífugo(BEC), además de ser considerado uno de los pioneros de la implantación de estesistema en México. Cabe tambien hacer mención que en esta plataforma, seencuentra la primera subestación eléctrica marina en el país, la cual se alimenta, porun sistema modular de generación eléctrica, fotografía 1.

Fotografí a 1. Plataform a.

En el Golfo de México, en la sonda de Campeche, a 95 kilómetros de Ciudad delCarmen, Campeche, México, se localizan importantes campos petroleros como Akal,Nohoch, Abkatum, Ku, Chuc, Pol y Uech. En estos campos se tienen complejos deproducción que se integran con plataformas que cubren las distintas funcionesnecesarias para la explotación, interconectadas por puentes metálicos que alojantuberías de conducción de hidrocarburos. Estos complejos logran una explotaciónracional y eficiente, por su ubicación estratégica y por que el procesamiento de aceite



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y gas se lleva a cabo en instalaciones integradas cuya capacidad modular es la máseconómica. En la fotografía 2 se muestra el complejo Akal-C.

Fotografí a 2. Com plejo Akal-C.

Las plataformas que integran los complejos marinos de producción son:

PERFORACIÓN: Cumple básicamente con la función de la perforación de pozospetroleros para la extracción de hidrocarburos.

ENLACE: Su función es concentrar las tuberías de recibo y envio de hidrocarburos,hacia y desde el complejo, con el objeto de lograr mayores grados de seguridaddurante la operación.

PRODUCCIÓN: Su objetivo es separar los hidrocarburos líquidos y gaseosos (aceite-gas), con el fin de estabilizar el crudo para ser enviado a tierra y mandar el gas a laplataforma de compresión.

COMPRESIÓN: Aquí se incrementa la presión del gas hasta un nivel suficiente paraenviarse a tierra, previo proceso de deshidratación, con el fin de eliminar el aguapara proteger el gaseoducto de conducción. Aquí también se endulza el gas que

servirá como combustible a las turbinas que accionan a los compresores y a losgeneradores de energía eléctrica.

HABITACIONAL: Su objetivo es proporcionar alojamiento cómodo y seguro a lostrabajadores que operan las instalaciones del complejo, evitando así, la necesidad desu traslado diario a la costa.



2. Propiedades de los fluidos

2.1. Descripción general del proceso

El petróleo líquido, como se produce en la cabeza del pozo, generalmente estáasociado con gas natural y mezclado con agua y sólidos (arena) en suspensión. Delcrudo deben eliminarse la mayor parte de esas impurezas antes de enviarse almercado o a los centros de refinación.

El gas natural, el agua, y los sólidos se separan del petróleo crudo en las Baterías deSeparación, para después aplicar a cada fase, los procesos de tratamiento yacondicionamiento que se requieran para su transporte, distribución,almacenamiento, y venta.

Asociado al crudo se obtienen altos volúmenes de gas que se caracteriza en generalpor ser amargo, húmedo y rico en licuables. Hasta hace relativamente pocos años,el gas natural que se obtenía durante la extracción del petróleo se quemaba en lospropios pozos por su escaso valor comercial. Sin embargo, el imparable crecimientode la demanda de gas natural en todo el mundo está haciendo que las grandesempresas productoras dediquen cada vez más recursos a la producción de gasnatural y busquen nuevas fórmulas para explotar los ricos yacimientos que hay en elfondo del mar.

El crecimiento de la demanda de gas natural en todo el mundo, que durante la últimadécada aumentó más de un 24%, y el continuo avance de la tecnología aplicada alas plataformas marinas de explotación y extracción de hidrocarburos, está haciendoque este tipo de plataformas ocupe cada vez una posición más destacada en laproducción de los hidrocarburos. Además, los avances tecnológicos estánpermitiendo que las plataformas alcancen cada vez mayores cotas de profundidad, loque permite que los hidrocarburos que se encuentra en las profundidades marinaslleguen hasta nuestros hogares para cocinar el almuerzo o calentarnos en invierno.

La figura 2 muestra un esquema típico de las instalaciones de producción en dondese observan los principales procesos de tratamiento de crudo y de gas natural.

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Figura 2.



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Entre las propiedades principales de un fluido tenemos las siguientes: la presión, latemperatura, la viscosidad, la densidad relativa (gas y líquido), el poder calorífico, y lahumedad.

2.2. Presión

Ésta se define como la fuerza normal que ejerce un fluido por unidad de superficie.Para el caso de las aplicaciones relacionadas con la industria del petróleo destacanla presión de vapor y la presión Reid.

2.2.1. Presión de Vapor (PVV)

Es la presión a la cual la fase vapor de una sustancia se encuentra en equilibrio conla fase líquida de la misma, a una temperatura dada. Refiriéndose a una sustancia enfase líquida, la presión de vapor es aquella a la que se inicia su vaporización a unatemperatura fija. Representa una medida de la fuerza con la que un líquido volátil (como el petróleo ) tiende a vaporizar estas moléculas del líquido. Para la medición dela presión de vapor de una sustancia pura, los valores determinados son iguales alos reales, ya que para esta sustancia no existe un cambio de composición porpérdidas de vapores. Esta situación se presenta en la figura 3.

Figura 3. Presión de vapor.

2.2.2. Presión de vapor Reid (PVR)

Una manera de evaluar el grado de estabilización del petróleo crudo es la Presión deVapor Reid (PVR). La PVR de un crudo es un indicador de la tendencia del crudopara desprenderse de hidrocarburos gaseosos. La cantidad de componentes ligerosen el crudo depende de la presión del cabezal del pozo y de la relación gas-aceite dela corriente del mismo. Las unidades para indicar la PVR son PSIA. La prueba de laPVR da una aproximación de la presión de vapor de un líquido del petróleo a unatemperatura de 38 °C (100 °F).



Si se almacena un crudo o gasolina en un tanque abierto a la atmósfera, y el tanquese calienta por el sol hasta que su presión de vapor alcance la presión atmosférica, ellíquido empezará a evaporarse, figura 4.

Figura 4.

En general, un producto almacenado en un tanque atmosférico no puede tener unapresión de vapor mayor que la presión atmosférica. Un producto almacenado en untanque atmosférico no evaporará si su presión de vapor es menor a la presiónatmosférica.

2.3. Temperatura

Es la medida de la intensidad de calor. Un aspecto importante a destacar es el puntode ebullición.

El punto normal de ebullición es la temperatura a la cual un líquido vaporiza a presiónatmosférica. Los puntos de ebullición de los hidrocarburos están relacionados con elnúmero de carbonos. La diferencia en los puntos de ebullición entre los

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hidrocarburos se presenta en la figura 5, en donde se puede observar un mayordesprendimiento de C3 en la ebullición inicial, mientras que en la ebullición final setiene un mayor desprendimiento de C4, considerando en estos casos diferentecomposición de líquido. Para todos los hidrocarburos, el punto de ebullición se

incrementa conforme aumenta la temperatura.

Figura 5.

2.4. Condiciones estándar

Cabe comentar que el volumen y la densidad de los productos derivados del petróleovarían con la temperatura, y la Industria Petrolera ha establecido 60°F como latemperatura estándar para medir su volumen y densidad.

Con objeto de poder comparar las propiedades volumétricas de los diversos gasesse han seleccionado por costumbre diversos estados estándar de temperatura ypresión especificados arbitrariamente (normalmente se conocen como condicionesestándar o C.E.). Las condiciones estándar de temperatura y presión más comunesse presentan en la siguiente tabla.

Científicas Universales 32°F y 760 mm de Hg ( y sus equivalentes)Industria del gas natural 60°F y 14.7 lb/plg2 abs

Tabla 1.

El primer grupo de condiciones estándar, o sea las de tipo Científico Universales, es

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el que previamente se ha utilizado, y es el de uso más frecuente. En estascondiciones, los datos de volumen que se indican en seguida son válidos paracualquier gas ideal, tabla 2:

1 mol g = 22.4 It a las C.E.

1 mol lb = 359 pies3 a las C.E.

1 mol Kg = 22.4 m3 a las C.E.

Tabla 2.

2.5. Viscosidad

Es la facilidad que tiene un fluido para desplazarse cuando se le aplica una fuerza

externa. La viscosidad es una medida de la fuerza de fricción entre las moléculas dedicho fluido. Las moléculas rozan entre sí y hacen más difícil el movimiento entreellas. Esta resistencia al flujo es similar al esfuerzo que se experimenta al empujar unobjeto sobre una superficie. La fricción entre las dos superficies hace más difícilempujar el objeto.

La viscosidad de un gas es mucho más baja que la de un líquido, debido a que lasmoléculas del gas están más dispersas, de tal forma que el roce entre ellas esmenos frecuente. Mientras mayor sea la viscosidad mayor será la resistencia al flujo.

Una manera de medir la viscosidad es medir el tiempo que tarda el líquido en fluir en

un instrumento calibrado. Con frecuencia se utiliza un embudo para medir laviscosidad aproximada de materiales parecidos al Iodo de perforación. El embudo sellena hasta la marca manteniendo el fondo cerrado, y se toma el tiempo quetranscurre para que el liquido baje hasta el nivel mínimo.

Un instrumento de medición de mayor aproximación es el orificio. El principio es elmismo que utiliza el embudo.

En la industria petrolera, la medición de la viscosidad corresponde simplemente a lossegundos requeridos para que el líquido fluya.

2.6. Densidad relativa

2.6.1.Densidad relativa de un líquido

La densidad relativa de un líquido es una medida del peso del líquido comparado conel del agua. La densidad relativa del agua es de 1.0; la del propano esaproximadamente de 0.5, lo que significa que es la mitad de denso que el agua.

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La densidad de los hidrocarburos líquidos es medida de dos maneras:

1. Densidad relativa (Gravedad específica)

2. Densidad API

En la siguiente figura se muestran las densidades relativas de algunas substanciascomunes:

Figura 6.

La densidad del crudo es por lo general 0.85. Su peso es sólo 85% que el del agua,Debido a que el crudo es más ligero que el agua, su densidad es menor de 1.0.

Algunos crudos pesados son más densos que el agua, sin embargo esto es poco

común.

La gravedad API es una medida de la densidad del crudo y de sus productos líquidosa 15 °C (60 °F).

Una densidad relativa baja significa que se tiene un líquido ligero. La gravedad APIse valora de manera contraria a la densidad relativa, a una gravedad API baja, ellíquido es pesado; y a una alta gravedad API, el líquido es ligero. El agua tiene unagravedad API de 10; la gasolina alrededor de 50 y el propano de 150.

La relación que hay entre estas dos medidas está definida por la siguiente expresión:

Gravedad API = 141.5/(UR) -131.5

Tanto la densidad relativa ( UR) como la gravedad API son determinadas conhidrómetros. El hidrómetro para densidad relativa tiene una escala diferente que lausada para la gravedad API.



2.6.2. Densidad relativa de un gas

El peso del gas es medido comparando su peso con el del aire. La densidad relativadel aire es 1.0. Un gas más ligero que el aire tendrá una densidad relativa menor de

1.0. La mayoría del gas natural tiene una densidad de 0.6 a 0.65. Esto significa quepesa sólo el 60-65 % del peso del aire.

Todos los hidrocarburos gaseosos, excepto el metano, son más pesados que el aire.Sus densidades relativas son mayores de 1.0. La densidad relativa del gas debe serconocida primero para calcular el volumen de gas medido con un medidor de orificioo medidor tipo turbina. Es también un factor en la determinación de riesgos de fugasde vapores de hidrocarburos. Si la densidad relativa del vapor es mayor de 1.0, elvapor es más pesado que el aire, por lo tanto permanecerá en la superficie. Ladensidad relativa es medida con un densitómetro. En la tabla 3 se presenta ladensidad relativa (gravedad específica) de los hidrocarburos.

metano etano propano I - butano N- butanoGravedadespecifica 0.55 1.04 1.52 2.01 2.49

l- pentano N- exano N- heptanoGravedadespecifica 2.49 2.98 3.46

Tabla 3.

2.7. Relación gas-aceite

Es la relación que existe entre el volumen de gas y el volumen de aceite en unamezcla de hidrocarburos a condiciones estándar. Se expresa en (m3 gas)/(m3aceite).

2.8. Poder calorífico de un gas

El poder calorífico bruto de un gas ( GHV, por sus siglas en inglés) es la energíadesarrollada por un volumen estándar de gas cuando los gases totales decombustión se enfrían a la temperatura de referencia y el agua de combustión se

condensa. EI agua condensada cede su calor latente, el cual es teóricamentedisponible para algún calentamiento. Esto representa el máximo calor disponible.

El poder calorífico neto de un gas (LHV, por sus siglas en inglés) es un valor másbajo que se basa asumiendo que el agua en los gases de combustión permanecenen el estado vapor. Esta es la circunstancia usual en la mayoría de los equipos decalentamiento.

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2.9. Humedad

Es la cantidad de agua en fase vapor presente en el aire de la atmósfera o en otrosgases de la industria.

La humedad absoluta es el contenido de agua en fase vapor en el aire, medido comoel peso del agua por libra de aire seco. Se expresa también en partes por millón(ppm).

La cantidad de agua que el gas contiene depende de su presión y temperatura. Elagua se elimina del gas para prevenir la condensación en tuberías y evitar altosconsumos de combustible en los equipos.

La forma de expresar la humedad es mediante el punto de rocío. El punto de rocío esla temperatura a la cual el agua se condensará en el gas. La cantidad de vapor deagua que contiene el gas en su punto de rocío depende de la presión del gas.

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3. Manejo de hidrocarburos

En el manejo de los hidrocarburos se consideran principalmente los procesos deseparación y tratamiento del crudo, del gas, y del agua.

3.1. Proceso de separación y tratamiento del crudo

Los procesos que se consideran son: separación, deshidratación y desalado, yestabilización.

3.1.1. Separación

Como se mencionó anteriormente, la separación gas-aceite-agua es la primeraoperación que se lleva a cabo en las instalaciones de producción petroleras, figura 7.

Figura 7.

Existen diferentes tipos de equipos de separación; el separador apropiado seselecciona en base a diferentes factores como son: la presión y temperatura deoperación, relación de gas-aceite, localización del equipo y otros, destacándose quede una selección acertada, se alcanzará la eficiencia esperada.

En la actualidad existen una gran variedad de equipos que ayudan a aumentargrandemente la eficiencia de separación, por lo que al equipo que los contiene se le

llama "Separador de alta eficiencia".

De la misma manera el tipo de equipo se seleccionará principalmente en base a laeficiencia de separación requerida.



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x Métodos de separación

Los métodos de Separación se pueden clasificar en:

a) Por gravedadb) Por choquec) Por fuerza centrífugad) Por filtración

a) Separación por gravedad

Al entrar la mezcla líquido-gas a un separador, las partículas de líquido desciendenpor la acción de la gravedad. Esto ocurre únicamente cuando la fuerza de arrastre dela corriente de gas sea menor a la fuerza gravitacional, en ese momento dichaspartículas empezarán a caer hasta obtener una velocidad constante, conocida como

velocidad de asentamiento. Esta velocidad está en función de las fuerzas que actúansobre la gota de líquido, de acuerdo a la siguiente ecuación:

Fuerza total que actúa sobre la película = (fuerza de gravedad) – (fuerza de empuje) – (resistencia por fricción)

Este tipo de separadores son de mayor tamaño que los equipos con elementos en suinterior (internos), ya que no existe una fuerza adicional que aumente la eficiencia deseparación de las fases líquido y vapor, figura 8.

Figura 8.

b) Separación por choque

La separación de fases se favorece haciendo chocar la mezcla líquido-gas conalguna superficie, ya que el gas tenderá a rodearla a diferencia del líquido que chocacontra ésta, éste caerá, como se muestra en la figura 9. El tipo de internos que



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producen este efecto son las placas de choque, ángulos y placas, localizadas enforma perpendicular al separador.

Figura 9.

c) Separación por fuerza centrífuga

Consiste en darle movimiento centrífugo a la corriente gas-Iíquido mediante unelemento interno diseñado específicamente para dar este efecto. Las gotas dellíquido por su inercia chocan contra las paredes del ciclón y caen al seno del líquido,figura 10. El comportamiento de las partículas está determinado por la fuerzacentrífuga proporcionada a la corriente gas-aceite.

Figura 10.

d) Separación por filtración

Como su nombre lo indica, esta separación se realiza mediante filtros; la mezcla gas-Iíquido se hace pasar por una cámara de filtración en donde las gotas de líquido seacumulan para formar otras mayores y se retienen las partículas de sólidos de lacorriente. Estos separadores son de alta eficiencia, pero es necesario un reemplazoperiódico de los elementos filtrantes, figura 11.



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Figura 11.

En la figura 12 se presentan los tipos de equipos de separación gas-aceite-agua, enposiciones horizontal y vertical.

Figura 12.



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x Efectos de la temperatura, la presión, y la composición de las corrientes de

pozo en la separación

a) Efecto de la temperatura

La distribución de los componentes en cada fase de la mezcla, así como laspropiedades de cada una de estas fases son función directa de la temperatura. Ladisminución de la temperatura de la mezcla origina que se recuperen mayoresvolúmenes de líquido.

Lo anterior se puede apreciar en la figura 13, en donde se muestra la variación delflujo de liquido que condensa para cada componente de una mezcla dehidrocarburos a diversas temperaturas, de 0 a 120 °F y a una presión de 400 psia.

Figura 13.

b) Efecto de la presión

Otro de los aspectos importantes en la separación gas-líquido es la presión, Figura14. A mayor presión la gravedad específica del gas disminuye, los pies3 estándar porbarril disminuyen, mientras que los barriles totales por MMPCS aumentan (Ver tabla).



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Figura 14.

En la gráfica se observa que a menor temperatura se opera en la zona líquida,

mientras que a mayor temperatura se opera en la zona gaseosa.



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En la figura 15 se muestra la influencia de las variables en la separación lí quido-vapor.

Figura 15.

c) Efecto de la composición

La composición de la corr iente de pozo es la tercera variable, igualmenteimportante, que afecta el grado de separación entre el gas y el lí quido. Encualquier problema de separación este efecto nunca está completamentedesligado de los efectos que causan la presi ón y la temperatura. La composiciónes la variable básica que determina el vo lumen potencial de lí quido disponible y laconveniencia económica de obtener un producto . Un análisis completo del efectode la composición requiere que la cant idad de cada componente sea conocida, lo



que implica un muestreo y un análisis de c ada fase. En la figura 15 se puedeapreciar el efecto de la composición de las corr ientes de pozo sobre la separacióna varias condiciones.

Figura 16.

En la tabla 4 se puede apreciar el efecto de la composición en la recuperación decondensados. En cada caso, los galones por MPC de propano más pesados es lamisma; sin embargo, la fracción de pentanos más fracciones pesadas varí asignificativamente.

Tabla 4.

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3. 1. 2. Deshidratación y desalado de crudo

Entre los elementos principales que in ciden en el proceso de deshidratación ydesalado están:

x Presencia de agua en el crudo

Un alto porcentaje del crudo producido en yacimientos petrolí feros en el mundoviene asociado con cantidades apreciabl es de agua. El agua asociada con elcrudo puede presentarse en las formas siguientes:

a) Agua libre

No está í ntimamente mezclada con el crudo, es decir no está dispersa en gotaspequeñas. Es el volumen de agua que se desplaz a junto con el cr udo, tal como si

esto ocurriera en una tuberí a. Su aparición es función de las caracterí sticas delyacimiento y de la forma en que se explote.

b) Agua emulsificada

Es la mezcla de dos lí quidos inmiscibl es con la existencia de un agenteemulsificante. En una em ulsión agua-aceite, el agua se encuentra en forma degotas (rodeadas por una pelí cula de agente emulsificante que pueden serparafinas, asfaltenos, resinas, etc.) dispersa s en el aceite, que es la fase continua.El agente emulsificante disminuye la ve locidad de separación de los lí quidos, yaque reduce la tensión interfacial de la gota de agua, causando la formación degotas más pequeñas, las cuales requier en más tiempo para asentarse que lasgotas mayores. El grado de dispersión de la s gotas de agua en el aceite se vefavorecido por efectos de turbulencia causados por bombas, orificios, válvulas, etc.

x Otros contaminantes del petróleo crudo

Las principales impurezas que se enc uentran en el crudo además del agua sonsales solubles e insolubles asociadas en e lla, y sólidos cuyo origen es el mismoyacimiento. Generalmente el agua salada es más densa que el crudo por lo que sedeposita en la parte inferior de la formación que lo contiene.

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Métodos de deshidratación y desalado

Se puede definir la deshidratación como el proceso mediante el cual se separa elagua presente en el crudo hasta niveles inferiores al 1% . El desalado consiste enla remoción de pequeñas cantidades de sales inorgánicas que generalmente sequedan disueltas en el agua, después de que el crudo ha sido deshidratado.

Es conveniente deshidratar el cr udo desde el punto más cercano a donde se

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produce, ya que con esto se reducen lo s requerimientos de equipo y tuberí a parasu manejo hasta los puntos de entrega. Po r otra parte, el desalado del crudo serequiere para evitar los pr oblemas que ocasionan las sale s. En la figura 17 sepresenta un diagrama del proceso de des hidratación y desalado del crudo.

Figura 17.

El papel que juegan los desemulsificantes co merciales es el de desplazar dichapelí cula o emulsificante de la inte rfase. La propiedad que se busca en laformulación de este tipo de adit ivos es la de ser más activo que los surfactantesnaturales pero no formar pelí culas que impidan la coalescencia de la gotas.

La separación de fases crudo-agua ocurre debido a la diferencia de densidadentre ellas.

Entre los factores que afec tan la estabil idad de la emulsión agua en aceite seencuentran: el increment o en la temperatura, la adición de un agentedesemulsificante, la diferencia de dens idades de agua y aceite, la aplicación de unvoltaje eléctrico, y la aplicación de fuer za centrí fuga por m edio de una entradatangencial.

En la figura 18 se presenta una clasif icación de los diferentes tipos de

deshidratadores.



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Figura 18.a) Tanques de asentamiento

Este proceso se lleva a cabo por medio del principio básico de separación de doslí quidos por su diferencia de dens idades, durante un tiempo de residenciarequerido (elevado) en tanques de almacenamiento.

El agua (o salmuera) cuya gravedad espec í fica es mayor que la del aceite,tenderá a asentarse en el fondo del t anque que los contiene. Se emplean lostanques llamados " GUN BARREL" (tanques de lavado) o los tanques deasentamiento simple (ver figura 19 y 20).



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Figura 19.Tanque GUN BARREL.

Figura 20. Tanques de asentam iento.



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Teóricamente todas las dispersiones podrí an separarse en dos fases homogéneasde aceite y agua si se dispusiera de un t iempo l imitado y si se trata de agua libre.

Sin embargo, las partí culas de agua en emulsión se encuentran rodeadas por

pelí culas de sustancias suficientemente fuerte s y estables que resi sten la ruptura yevitan la coalescencia de las gotas de agua dentro de un lapso de tiemporazonable. De ahí que se r equiera de la intervención de otros factores como laaplicación de calor, agentes quí micos, dispos it ivos mecánicos o de la combinaciónde varios de éstos para acelerar el proceso de separación.

El proceso podrí a cumpli r hasta cierto lí mite para la deshidratación de crudosligeros, previa adición de agentes quí micos (desemulsificantes), pero como severá más adelante existen ya otras tecnol ogí as más avanzadas y eficientes queeliminan la conveniencia de los tanques de asentamiento.

b) Deshidratación electrostática

Consiste en la coalescencia de las got as de agua dispersas en el crudo por laaplicación de un campo eléctr ico a la em ulsión agua-aceite. El campo eléctr icoaplicado vence la resistencia de la pelí cul a estable (emulsificante) que rodea a lasgotas de agua, ya que origina un dipolo eléc tr ico en las moléculas de agua, con loque se genera atracción entre ellas provoc ando la ruptura de la pelí cula que lasrodea y su posterior coalescencia. Después de la coalescencia, la separación delas fases se realiza por efecto de la gravedad. Figura 21.

Figura 21.



29

29

c) Membranas coalescedoras

En este tipo de deshidratadores el flui do (emulsión agua en aceite) se bombea aun separador que contiene un medio interno c oalescedor (ver figura 22). El medio

está formado por dos secciones diferentes , una de tipo oleofí lico y otra oleofóbico.Esto hace que las gotas de aceite y de agua se separen y después ocurra unacoalescencia de las gotas de cada fase. La coalescencia consiste en laacumulación de gotas pequeñas para fo rmar una mayor. El fenómeno de lacoalescencia continua, formándose una clar a separación entre el agua y el aceite,lo cual conduce a la separación total de las fases. Lo anterio r aplica tanto altratamiento de agua aceitosa, como a la deshidratación de crudo, y la únicadiferencia en el sistema es la localización de las válvulas de control.

Actualmente este proceso tiene una excelent e eficiencia para la separación deaceite en agua en las instalaciones de Producción.

En lo que respecta a su aplicación como deshidratador, durante las fases deestudio se ha encontrado que el mét odo no es recomendable para aceitespesados; para aceites ligeros el comportamiento es satisfactorio.

Figura 22.d) Tratadores calentadores

El pr incipio de operación consiste en adici onar calor a la corr iente agua-aceite. Laaplicación de calor es un proceso auxil iar par a acelerar la separación agua- aceite,ya que se reduce la viscosidad de la fase continua causando una rápidacoalescencia de las gotas de agua. Ha y una gran variedad de tipos y esti los deestos equipos.



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30

Por ejemplo, los calentadores directos son usados en campo. En este tipo decalentador la emulsión está en contacto di recto con el element o de calentamiento,y como regla general es ut ilizado para calentar emulsiones no corrosivas y de baja

presión. La figura 23 muestr a un calentador horizontal.

Figura 23.

El equipo comercial se diseña normalmente para crudos ligeros mayores de 30° API.

Los tratadores calentadores pueden manejar corrientes c on porcentajes altos deagua, pero si es agua libre, es recom endable instalar un separador de agua libre

para reducir el tamaño del equipo tratador y r educir así la cantidad de calor y elconsumo de gas combustible.

e) Hidrociclones

Su funcionamiento se basa en principios de mecánica de fluidos y en un diseñogeométrico interno único (ver figura 24). Uno de los elementos claves en el diseñodel hidrociclón es el punto de entr ada en forma de espiral. La corriente dealimentación entra en forma tangencia l en un separador y comienza a girargenerando fuerzas ciclónicas, las cual es producen casi instantáneamente laseparación de aceite y agua dentro del ciclón.

Posteriormente, a través de una reducción del diámetro se aumenta la fuerzacentrí fuga ( a más de 1000 g), acelerando la separación del aceite hacia el centroo vortice del hidrocliclon. Un regulador de contrapresión crea en la columna, unflujo axial invertido, forzando al acei te a sali r a través de un pequeño ori ficioubicado cerca de la entrada, mientras que el agua limpia es conducidadirectamente al punto de descarga del separador.



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Generalmente han sido util izados en las Inst alaciones de Producción Gas-Aceitepara remover aceite del agua (tratamiento de agua aceitosa).

Los hidrociclones pueden manej ar corrientes con alto porcentaje de agua, además

de ciertas cantidades de vapores, así co mo de sólidos. El crudo que sale delhidrociclón cont iene menos de 1% de sedimentos y agua. Su alta eficiencia deseparación, y reducido tamaño, lo hacen idóneo para emplearlo en las plataformasmarinas.

Figura 24.

f) Centrí fugo mecánico

Emplea como principio de separación el aumento de la fuerza aparente de lagravedad por medio de la rotación a gran ve locidad (varios miles de r.p.m.) (Verfigura 25). Debido a que el aumento de dic ha fuerza es de una magnitud bastanteconsiderable (alrededor de 5,000 g. ), se logra que los fluidos tengan una facilidadde separación muy rápida (en segundos), lo que en cualquier otra tecnologí arequerirí a de manera normal minutos e incluso horas para la misma.

La mezcla aceite-agua se alimenta al recipiente separador del equipo, donde sedistr ibuye entre los discos del mismo. El agua y los sólidos que contiene laalimentación tienden a irse hacia la pared del recipiente mientras que el aceite se

concentra en el centro de rotación. Des de estos puntos el aceite y el agua sedescargan continuamente, los sólidos se colectan en la periferia del separadordonde, a intervalos, se descargan automáticamente.

Para obtener una mayor eficiencia se r equiere tener una diferencia de densidadesarriba de 5%.



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Este proceso cumple para cualquier t i po de crudo sin requerir calentamiento ypuede manejar corrientes hasta con 30% volumen de agua libre o emulsionada.

Figura 25.

En las figuras 26 se presenta un ejem plo de planta deshidratadora, donde seobserva que en la entrada se tiene la mezcla gas-aceite, y como producto se tieneel crudo deshidratado y no es tabil izado. Se presentan además: las presiones (P) ylas temperaturas (T) en el proceso, los ni veles de ácido sulfhí drico, los grados API,

las presiones de vapor, los barr iles por dí a (BPD) de crudo y agua, etc.



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Figura 26.



3.1. 3. Estabil ización del crudo

El aceite que se produce en yacimi entos petrolí feros es una mezcla dehidrocarburos formado por las siguientes fracciones:

- Fracciones ligeras: metano, etano, propano.- Butano.- Fracciones más pesadas que las anteriores: pentano, hexano y más pesados.

Es necesario separar del crudo, la mayo r parte de las fracciones ligeras, antes deenviarse a tanques de almacenamiento atmosf érico; de otra forma, parte de estasvaporizarán en el tanque, lo que significa pérdidas del producto y daños alambiente.

El proceso de remoción de hidrocarburos con alta presión de vapor ( componentesligeros) de la corriente de crudo se conoce como estabilización.

Lo anterior garantiza el t ener un crudo con las condiciones apropiadas para sutransporte y almacenamiento, evitando c on ello los riesgos y pérdidas yamencionadas.

Se considera un producto estable, aquel que no vaporiza a presión atmosférica dealmacenamiento y tem peratura ambiente.

La presión de vapor del crudo y el contenido de ácido sulfhí drico son los dosparámetros más importantes que están re lacionados con la estabilidad del crudo.Como ya hemos considerado los efecto s de la presión, queda por ver loscorrespondientes al ácido sulfhí drico (H 2S).

a) Contenido de H 2S

Debido a que en la corr iente de cr udo a estabilizar existe H 2S, se requierenrestricciones adicionales en el proceso de estabilización. La seguridad delpersonal y la corrosión provocada por el mismo, requiere que los niveles de H 2Ssean llevados a niveles de seguridad. Las especificaciones generalmente seencuentran en un rango de 60 a 80 ppm de H 2S máximo en el crudo, sin embargo,en algunos casos suelen ser tan bajos co mo 10 ppm. Así entonces, conocer elnivel de H 2S requerido en el producto resulta bas tante importante para la seleccióndel método de estabilización aplicable a un sistema.

En las figuras 27 y 28 se presentan dos métodos de es tabil ización del crudo, consus ventajas y desventajas correspondientes.

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Fig.27. Método de recti ficación de dos etapas.



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Fig. 28. Método de estabil ización con reflujo.



3.2. Proceso de separacion y acondicionamiento del gas

3.2.1. Generalidades

Dentro de la industria petrolera se reconoce y designa al gas natural de acuerdo a sushidrocarburos constituyentes (etano, propano, etc.) y a sus impurezas (agua y ácidosulfhí drico) y está comprendido dentro de la norma ASTM D4150 (Ver figura 29) de lasiguiente manera:

Gas rico. Es un gas natural con un contenido tal deetano más pesados que económicamentees rentable su recuperación.

Gas pobre. Es un gas natural con un contenido de etano más pesados tan bajo que no esrecomendable su recuperación.

Gas húmedo. Es un gas natural con alto contenido de agua.

Gas seco. Es un gas natural con un contenido mí nimo de agua o con ausencia de la misma.

Gas amargo. Es un gas natural con alto contenido deácido sulfhí drico, de tal manera queno puede ser usado directamente hasta que no se reduzca al mí nimo su contenido de H2S.

Gas dulce. Es un gas natural con un contenido mí nimode ácido sulfhí drico y que no ofreceningún problema en su uso directo.

Las caracterí sticas del gas natural pueden ser una combinación de las antes señaladas ydependen de la formación en que se exploten,así , por ejemplo, en los campos del Norestede la República (Tamaulipas y Norte de Veracruz), se tienen campos con gas pobre, seco ydulce; en cambio, el gas asociado de los campos marinos de la Sonda de Campeche y de lamayor parte de la Región Sur es rico, húmedo y amargo. Las caracterí sticas de este últimogas implica la necesidad de deshidratarlo y endulzarlo para su uso, pero con la ventaja deque se obtienen productos licuables (etano más pesados) que constituyen lo que sedenomina NGL (Natural Gas Liquids) en el ámbito Petrolero Internacional o condensadosen el ámbito Nacional.

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Figura 29.



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3.2.2.Separación

La mezcla gas-aceite-agua que se explota en los yacimientos petrolí feros fluye hacia lasBaterí as de Producción (Fig. 30), en donde sealimenta a un equipo de separación; el crudo

y el agua obtenidos serán enviados a otras ár eas del proceso, mientras que el gas, húmedo yrico, separado, se comprime para su transporte a las Plantas petroquí micas.

Figura 30.



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3.2.3. Compresión

El gas obtenido de la separación de la mezcla proveniente de pozos, se alimenta a lasección de compresión con el fin de proporcionarlela energí a necesaria para su transporte a

las diferentes plantas petroquí micas (Fig. 29). La temperatura del gas se eleva después de laetapa de compresión, por lo que se requiere enfriarla después de cada etapa; a partir de esteenfriamiento se obtiene los condensados del gas natural, los cuales se recolectan y setransportan para su procesamiento a los Centros Petroquí micos. Los lí quidos obtenidos(condensados) están constituidos por lo que se le denomina Gas L.P. (Propano y Butanos),así como de Naftas ligeras y pesadas (Pentanos y hexanos ) que son los componentesprincipales de las gasolinas naturales.

Figura 31.

3.2.4. Tratamiento del gas natural

Las corrientes de gas natural y de hidrocarburos lí quidos amargos contienen materialescontaminantes no deseados para su posterioraplicación, siendo los compuestos del azufre(principalmente ácido sulfhí drico ), dióxidode carbono y agua los más comunes que debenextraerse antes de transportar, procesar o vender el gas.



El transporte de grandes volúmenes de este gas a altas presiones hace necesario sutratamiento para la eliminación de los contaminantes mencionados.

La intención especí fica de la remoción del agua, es evitar la formación de los hidratos que

se pueden llegar a formar por la condensación del agua y la disminución del gas por debajodel punto de rocí o; la depositación de los hidr atos va reduciendo el área de flujo de latuberí a, provocando mayores caí das de presión que la de diseño.

Los gases ácidos (H2S y CO 2) forman soluciones ácidas en presencia de agua libre, por loque se requiere reducir su contenido en el gas natural hasta cantidades mí nimas, para evitarla corrosión que provocan en el equipo y ductos que se emplean para su manejo.

También es importante que el contenido de H2S en corrientes de gas que se ventea a laatmósfera sea mí nima, ya que este gas es extremadamente tóxico y mortal desde bajasconcentraciones.

El gas natural tratado (gas dulce) puede utilizarse como gas combustible, así como fuentede obtención de materias primas para el desarrollo de la Industria Petroquí mica.

El proceso de Endulzamiento consiste en eliminar el gas ácido presente en las corrientesde gases y/o lí quidos amargos que se reciben de diferentes plantas.

El proceso de Deshidratación de gas consiste en reducir su contenido de agua, para evitarla presencia de agua libre durante su transporte.

x Endulzamiento de gas natural

La reducción de gases ácidos o "endulzamiento del gas amargo" puede llevarse a cabomediante diversos procesos, caracterizados principalmente por el tipo de absorbente que seemplean.

a) Con solventes quí micos

El proceso más común que emplea una soluciónquí mica es el l lamado "Girbotol" . Consistebásicamente en una torre absorbedora en dondese pone en contacto el gas con el solvente(una alcanolamina). Se utiliza principalmente para corrientes de gas natural con uncontenido de gases ácidos menores. Resulta más económico.

La regeneración del medio absorbente se llevaacabo mediante la reducción de presión y unagotamiento con vapor de agua en una columna regeneradora equipada con un rehervidor.La solución regenerada se enfrí a y se bombea para recircularla al absorbedor .

b) Con solventes fí sicos

En este proceso, el solvente absorbe los gases ácidos de la corriente de gas amargo a través

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42

de una tor re contactora. Proporciona mayores ventajas económicas que otros procesos en eltratamiento de corrientes de alto contenido de gases ácidos a alta Presión.

La regeneración del medio absorvente se lleva a cabo mediante la reducción de presión y se

llega a requerir aplicación de calor cuando el gas producto se debe obtener con uncontenido muy bajo de H2S.

c) Con lechos sólidos

Se retienen los gases ácidos en el medio absorbente (por ejemplo mallas moleculares o Fe-esponja).

El medio absorbente es regenerado por el paso de aire o de gas dulce.

La aplicación de cada uno de los procesos anterior es está sujeta a las caracterí sticas de lacorriente que se va a tratar. Para la selección del proceso más adecuado se deben considerarlos siguientes factores.

Figura 32.



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En función del contenido de H2S en la alimentación podemos determinar que proceso deendulzamiento se requiere.

Dentro de las tecnologí as de endulzamiento del gas destacan los siguientes procesos:Girbotol, Sulfa-Treat, Lo-Cat, y membrana.

x Deshidratación del gas natural

Una de las dificultades más frecuentemente encontradas en el procesamiento de gas naturales la condensación del vapor de agua contenido en el gas, el agua condensada puede darlugar a:

- Formación de hidratos que ocasionan taponamiento de lí neas e instrumentos de controlde presión, mal funcionamiento de equipos tales como cambiadores de calor yexpansores.

- Acumulación de agua lí quida en tuberí ascon la consiguiente reducción del diámetroefectivo.

- Corrosión interna de equipo y lí neas de proceso.



La deshidratación es el proceso que permite remover el agua presente en el gas para evitarla formación de los hidratos, que se puedanllegar a formar por la condensación del aguapor medio de la disminución de la temperatura de rocí o del gas.

a) Punto de rocí o

En el secado de gases, se define como la temperatura de saturación de un gas a una presióndada. También podemos describirlo como la temperatura a la cual se presenta lacondensación del agua o de hidrocarburos,bajo condiciones de presión constante.

b) Hidratos

Los hidratos son sustancias sólidas granulares de color blanco que se forman con loshidrocarburos ligeros en presencia de agua líquida, bajo ciertas condiciones de temperaturay presión. Los requerimientos especí ficos quedeben ser controlados apropiadamente paraevitar la formación de hidratos a una presión dada son:

- Cumplir con la temperatura de rocí o del gas igual o debajo de la temperatura deformación de hidratos.

- Evitar la presencia del agua en el estado lí quido

El requerimiento primario de la unidad de deshidratación es la producción continua de gascon puntos de rocí o suficientemente bajos para evitar problemas de congelamiento o deformación de hidratos. El lí mite aceptable de agua para evitar estos problemas es de 0.1ppm.

Entre las tecnologí as de deshidratación delgas tenemos: a base de glicoles, utilizandomallas moleculares, utilizando alumina, etc.

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La deshidratación es el proceso que permite remover el agua presente en el gas para evitarla formación de los hidratos, que se puedanllegar a formar por la condensación del aguapor medio de la disminución de la temperatura de rocí o del gas.

a) Punto de rocí o

En el secado de gases, se define como la temperatura de saturación de un gas a una presióndada. También podemos describirlo como la temperatura a la cual se presenta lacondensación del agua o de hidrocarburos, ba jo condiciones de presión constante.

b) Hidratos

Los hidratos son substancias sólidas granular es de color blanco que se forman con loshidrocarburos ligeros en presencia de agua líquida, bajo ciertas condiciones de temperaturay presión. Los requerimientos especí ficos quedeben ser controlados apropiadamente paraevitar la formación de hidratos a una presión dada son:

- Cumplir con la temperatura de rocí o del gas igual o abajo de la temperatura de formaciónde hidratos.

- Evitar la presencia del agua en el estado lí quido.

El requerimiento primario de la Unidad dedeshidratación es la producción continua de gascon puntos de rocí o suficientemente bajos para evitar problemas de congelamiento o deformación de hidratos. El lí mite aceptable de agua para evitar estos problemas es de 0.1ppm.

Entre las tecnologí as de deshidratación delgas tenemos: a base de glicoles, utilizandomallas moleculares, utili zando alumina, etc.

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45

En la siguiente tabla se resumen las tecnologí as para el tratamiento y acondicionamientodel gas natural.

Tabla 5.



3.3. Proceso de separación y tratamiento del agua

Aún cuando la presencia del agua es importanteen el proceso de recuperación de fuente deenergí a, es también responsable de muchos delos problemas que se presentan cuando está

tratando de producir esas fuentes. Por ello, es importante saber algunos conceptos básicosrelacionados con el agua en los campos petroleros.

3.3.1. Propiedades básicas del agua

Es la única sustancia que existe en tres formas (lí quida, sólida y gaseosa) a temperaturasnormales de la tierra. Su calor especí fi co esuno, que es de 33 veces el calor especí fico delplomo y 10 veces el del hierro. El agua absorbe más calor para un incremento detemperatura dado que cualquier otra sustancia inorgánica común. Se expande del orden de1600 veces cuando pasa de lí quido a vapor a una presión atmosférica.

El agua es la única sustancia cuyo volumen aumenta cerca de 11% cuando se congela, ydesarrolla su máxima densidad cerca de los 104°F. La salinidad del agua natural tiene unrango muy amplio. El agua más pura, disponible naturalmente, contiene solamente algunoscientos de ppm, mientras que el agua de mar promedia cerca de 35,000 ppm. El agua de lospozos petroleros puede estar casi saturadacon contenidos de sales del orden de 300,000ppm.

Debido a su composición quí mica el agua resulta ser un solvente muy efectivo paracompuestos inorgánicos o iónicos. Las impurezascapturadas por el agua natural se puedenclasificar como gases disueltos, sólidos disueltos y material suspendido.

El dióxido de carbono disuelto en agua la hace más ácida y, por consecuencia, ayuda adisolver más calizas.

3.3.2. Tratamiento del agua

Después del proceso de separación de la mezcla aceite-gas-agua, queda agua no salada, yagua salada. El agua no salada es tratada y luego se inyecta en los pozos, ésta ha sido unamanera eficiente y económica de mantener lapresión en los pozos para la producción. Porejemplo, en Noruega, los campos de Jotun y Balder, normalmente no descargan nada delagua producida, toda es reinyectada. El aguasalada es inyectada en el subsuelo de zonasque tienen agua de las mismas caracterí sticas. Los supervisores de campo intervienen paracomprobar que el agua salada no se vierte en el ambiente. El objetivo del manejoambiental es reducir la cantidad y mejorar lacalidad del agua descargada, cuando no hayotra alternativa.

Las aguas generadas en estos procesos contienen además de sólidos, partí culas muypequeñas, salinidad ( 9% o mayor), compuestosvolátiles, compuestos orgánicos extraí bles (ácidos, bases, y neutros), amonia y sulfuro dehidrógeno. Se han reportado resultados deestudios realizados a seis métodos ya probados en tierra, los cuales fueron evaluados ycosteados para su uso en platafor mas marinas. Ver tabla siguiente (http://www.offshore-

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enviroment.com/sources.html)

Tecnologí as para la limpieza del agua producida

(After API, 1995) Technology Processes Advantages Disadvantages Costs

Carbonadsorption

Modulargranularactivatedcarbonsystems.

Removeshydrocarbonsand acid, baseand neutralcompounds;low energyrequirements;higherthroughput

than other treatments(exceptbiological);treats a broadrange o

f

Fouling o

contaminants;very efficientat removinghigh Mwt.Organics.

fcarbongranules is aproblem;produces waste

stream o

fcarbon andbackwash;requires somepre-treatmentof producedwater stream.

"Middlerange" ofcosts.

Air str ipping

Packed tower with air bubblingthrough the

producedwater stream.

Can remove95% ofvolatilecompounds aswell asbenzene,toluene,naphthalene,phenanthrene,anthracene,pyrene and

phenols; H2Sand ammoniacan bestripped but

pH must beadjusted;highertem

perature

Can be fouledby oil; risk ofiron andcalcium scalesforming;generates anoff-gas wastestream thatmay requiretreatment;requires somepre-treatmentof producedwater stream.

Low capitalandoperatingcosts;overalltreatmentcostUS$0.02 to$0.10/1,000gallons, plus

$0.50 to$1.50/1,000gal if off-gas controlby activatedcarbon isrequired.

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improvesremoval of semi-volatiles;

small size,low weightand lowenergyrequirements;simple tooperate; well-knowntechnology.

FiltrationVery finemembranes.

Effectiveremoval ofparticles anddispersed andemulsifiedoil; smallsize, lowweight andlow energy

requirements;highthroughputrates.

Does notremove

volatiles ordissolvedcompounds.Does not affectsalinity; oil,sulfides orbacteria mayfoulmembrane,which requiresdaily cleaning;

waste streamsmay containradioactivematerial;requires somepre-treatmentof producedwater stream.

Low capitalandoperatingcosts(similar toair

stripping).

Ultra-violetlight

Irradiation byUV lamps

Destroysdissolvedorganics and

both volatileand non-volatileorganiccompounds,includingorganicbiocides; does

Will not treatammonia,dispersed oil

droplets, heavymetals or salinity;relatively highenergyrequirements;UV lamps may

become fouled;

Similarcapital coststo chemical

oxidationwith ozonebutoperatingcosts lowerbecause nowastestream.

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not generateadditionalwaste stream;handles upset

or high-loadingconditions.

residues maybe toxic ifperoxide used;requires some

pre-treatmentof producedwater stream.

Chemical

oxidation

Ozone and/or hydrogen

peroxideoxidation

RemovesH2S andparticulates;treatshydrocarbons,acid, base andneutralorganics,

volatiles andnon-volatiles;low energyrequirementsif peroxidesystem used;straightforwar d to operate.

High energyinputs forozone system;oil may foulcatalyst; mayproduce sludge

and toxicresidues;requires somepre-treatmentof producedwater stream.

"Middlerange" ofcosts.

Biologicaltreatment

Aerobicsystem withfixed film

biotower or suspendedgrowth (e.g.deep shaft)

Treats

biodegradablehydrocarbonsand organiccompounds,H2S, somemetals and, insomeconditions,ammonia;"fairly low"energy

requirements;handlesvariableloadings, i

f

Large, heavy

acclimated.

plant requiredfor long

residencetimes; build-upof oil and/oriron mayhinderbiologicalactivity;aeration maycause calciumscale to form;may produce

gas and sludgerequiringtreatment;requires somepre-treatmentof producedwater stream.

" No costsestimated"

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.s" : Tabla

Aun cuando cada método presentó problemas técnicos, todos ellos fueron superados. En

este trabajo se hizo énfasis que, al utilizar combinaciones de las diferentes tecnologí as, esposible reducir los contaminantes en el agua producida a casi niveles indetectables. La tablapresentada muestra las tecnologí as evaluadas por el grupo API.

Otras direcciones de internet, en donde se puede encontrar información al respecto, son:

http://www.axsia.com/totalsol/injection/. En esta dirección se hace mención a otrastecnologí as para tratamiento del agua aceitosa, y de agua únicamente. Para esta últimadestacan el uso de filtros (gruesos, de lecho, en cartucho, precubiertos, y de carbón),inyección quí mica, desmineralizadores, deareadores, y clari ficadoras.

http://www.oakwell.com.sg/. En donde hacen mención de equipo especí fico.http://www.ecopuerto.com/. En donde hacen mención a la preservación del medioambiente.

También en América latina se ha desarrollado tecnologí a para el t ratamiento de las aguasproducidas, las almacenadas en ciénagas, las generadas en estos tratamientos y lasproducidas en las plantas de refinación, quepor igual contienen sólidos e hidrocarburosfenólicos. Esta agua para su depuración son conducidas a una planta de tratamiento, endonde son sometidas a procesos de neutralización, coagulación, clarificación y finalmente aun sistema de biodegradación de fenoles e hidrocarburos remanentes.

Existen múltiples tecnologí as para el t ratamiento de estos residuos aceitosos, por ejemplo laincineración, extracción con solventes, filtración y biodegradación, entre otras. En algunospaí ses se han desarrollado y adaptado tecnologí as tales como biodegradación estimulada eintensiva, inyección de vapor y biosurfactantes, lavado emulsionado y deshidratacióntérmica, quí mica y electrostática, con lascuales se están eliminando estos residuosaceitosos.

Mediante la aplicación de estas tecnologí as se han eliminado ciénagas aceitosas, se hanrecuperado grandes extensiones de terreno contaminado, y se han obtenido miles de barrilesde aceite con menos de un uno por ciento de contaminantes. Adicionalmente, se hanaplicado con éxito en campos de producción,en donde se han biodegradado miles demetros cúbicos de lodos contaminados, recuperándose grandes áreas de metros cuadradosde terreno.

Descripción general de otras tecnologí as

a) Biodegradación de hidrocarburos

Ante la necesidad de tratar considerablesvolúmenes de lodos y no contar con espaciosuficiente para tratarlos, se desarrollóuna tecnologí a de biodegradación acelerada que

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consiste en la adición intensiva de microorganismos al terreno contaminado, previamentepreparado con nutrientes y modificadores de acidez. La aireación de la mezcla se realizamediante volteos periódicos, utilizando retro-escavadoras y tractores, con el fin de facilitarel acceso del microorganismo al hidrocarburo. La mezcla inicial lodo-tierra se prepara con

contenidos de hidrocarburo entre el 15 y el 20 por ciento. Éste se efectuó inicialmente aescala de laboratorio y planta piloto, dondese analizó la influencia del tipo demicroorganismo, nutrientes, mecanismos deaireación y recargas de lodos a tierras enprocesos de biodegradación, entre otros parámetros.

A escala piloto se realizaron un conjunto de pruebas en eras, para evaluar la biodegradaciónnatural, con volteos periódicos de la mezcla tierra-lodo, sin adición de microorganismosexternos, y otras para estudiar la biodegradación estimulada, con volteo frecuente y adiciónintensiva de microorganismos.

Adicionalmente se evaluó la biodegradación mediante aireación forzada uti lizandodistr ibuidores de aire dentro de las eras.

Otra técnica desarrollada consiste en alimentar la mezcla de lodo debidamente preparadacon nutrientes y modificadores de ácidos, necesarios para la supervivencia y buenfuncionamiento de los microorganismos, a un tornil lo sinfí n, el cual suministra movimientocontinuo a los lodos incrementando la aireación.El caldo microbiano se adiciona medianterociado semicontinuo a la mezcla en movimiento.

En estos equipos se evalúan parámetros comointensidad de aireación en torni llo sinfí n,tiempo de pasaje, tipo de relleno y recargas de lodo.

Con el propósito de reducir los tiempos deproceso de biodegradación aeróbica intensiva yestimulada, manejar mayores volúmenes de lodo, reducir los costos de materias primas yeliminar los altos requerimientos de espacio, se desarrolla un sistema tipo transporteneumático (lodito) que permita incrementar laaireación, mediante el transporte de lodossuspendidos en aire.

El proceso puede manejar diferentes relaciones aire-lodo, humedad, cantidad de caldomicrobiano, tipo de relleno y porcentaje inicial de hidrocarburos.

b) Inyección de vapor y biosurfactantes

Con el objetivo de recuperar aceitein situ a menores costos y tiempos de deshidratación, sehan diseñado sistemas de inyección de vapory biosurfactantes a los fondos cenagosos,obteniéndose un sobrenadante enriquecido en aceite que se enví a a las unidades de lavadoemulsionado y deshidratación según sus contenidos finales de sólidos y agua.

c) Lavado emulsionado

Se caracterizaron los lodos a tratar en cuantoa contenido de sólidos, hidrocarburo y agua.Dependiendo de la viscosidad del lodo se evaluaron alternativas de dilución yemulsificación. La dilución se efectúa con solventes orgánicos, previo estudio de

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solubilidad y viscosimetr í a, para determinar la cantidad y tipo de solvente más favorableque facilite la fluidez de la mezcla y el desprendimiento del aceite.

Se realizó un barr ido de tipo y cantidad de surfactante, evaluándose cerca de 20

tensoactivos de diferentes familias (aniónicos,no iónicos y anfotéricos). Adicionalmente seevaluaron mezclas de algunos de estos tensoactivos para evaluar la afinidad y balancehidrofí lico-l ipofí lico (HLB), para lograr la máxima remoción de aceite.

Adicional al comportamiento fisicoquí micode la formulación en los sistemas agua-lodo-tensoactivo, se estudió la influencia de parámetros fluidodinámicos de formación, talescomo tipo de impeler, tiempo y velocidad deagitación, sobre la capacidad limpiadora delos tensoactivos uti lizados.

A nivel industrial es un proceso que se puede efectuar en una o varias etapas,posteriormente a la etapa de lavado, la mezcla es bombeada a un sistema de separacióncentrí fuga tipo dicanter o torranter y/o hidr ociclones, obteniéndose una corriente dehidrocarburos con contenido de agua inferior alcinco por ciento, una corriente de agua ricaen tensoactivo la cual es parcialmente recirculada al proceso y una corr iente de sólidos concontenidos de hidrocarburos inferiores al diez por ciento.

Adicional a la recuperación de hidrocarburo, elmenor contenido de aceite en los sólidosresultantes facilita la biodegradación, reduciendo tiempo y costos de tratamiento.

d) Separación aceite-agua

El hidrocarburo proveniente de los procesos de inyección de vapor y biosurfactantes,lavado emulsionado y el sobrenadante de ciénagas aceitosas, se conduce a una planta dedeshidratación en la cual se efectúan pr ocesos de separación térmica, quí mica yelectrostática, en donde se obtiene un hidrocar buro con contenidos de agua inferior al unopor ciento.

La fase acuosa recuperada en estos procesos se enví a a una planta de tratamiento de aguas,en donde se remueven fenoles e hidrocarburos residuales.

e) Biodegradación de fenoles en aguas residuales

En este proceso se analizaron y biodegradaroncorrientes fenólicas asociadas a los procesosde producción, refinación de petr óleo y aguas provenientes de los procesos de recuperacióny remediación de lodos asociados a las ciénagas aceitosas.

Los microorganismos se aislaron de plantas detratamiento de aguas residuales domésticas,lodos aceitosos de refinerí a y aguas fenólicas; se seleccionaron y adaptaron a aguas deproceso contaminadas con fenol hasta obtener congregaciones microbianas con altí simaeficiencia de biodegradación.

Los ensayos de biodegradación a escala de laborator io se llevaron a cabo ut ilizando aguas

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fenólicas, suplementadas con sales minerales.El proceso se realizó a temperatura delaboratorio con suministro controlado de aire.

El escalado del proceso se inició utilizando volúmenes pequeños (entre 100 y 500 ml.), los

cuales se incrementaron gradualmente a medida que se obtení an resultados satisfactor ios.El proceso se evaluó en sistemas cerrados, semicontinuos y continuos, en biorreactoresagitados permanentemente, empleando volúmenes de 0.5, 3, 180, 3.000 y 10.000 litros,para finalizar con el escalado industrial en biorreactores de 25 mil metros cúbicos y conflujos promedio de 200 mil barriles por dí a.

La tecnologí a de biodegradación estimulada e intensiva se ha aplicado con éxito a nivelindustrial en la recuperación de ciénagas aceitosas, terrenos contaminados en campos deproducción, tratamiento de lodos de f ondos de tanques de almacenamiento dehidrocarburos, de lodos de plantas de tratamiento de aguas residuales de refinerí a y ripiosde perforación, entre otros.

3.3.3. Procedimientos de análisis del agua

Un análisis rutinario del agua se ejecuta parala mayorí a de las aplicaciones en la industriadel petróleo. Un análisis tí pico incluye las mediciones de: pH, alcalinidad, gravedadespecí fi ca, resistencia especí fi ca más carbonatos, bicarbonatos, cloro, fierro, magnesio decalcio, oxí geno, viscosidad e iones de sodio. También se analiza o se estima la cant idad desili ce soluble.

La Agencia de Protección Ambiental (EPA por sus siglas en inglés) ha desarrolladoprocedimientos y recomendaciones muy extensa para el muestreo de aguas y su análisis enel laborator io. Estas recomendaciones se pueden encontrar en un documento ti tulado “ EPAMethods for Chemical Analysis of Water and Waste” .

La conservación completa e inequí voca de losdiferentes tipos de muestras de agua esprácticamente imposible. Por lo tanto, como regla general, las muestras se deberán analizartan pronto como sea posible, después de haber sido colectadas. Los métodos deconservación son relativamente limitados y generalmente pretenden: retardar la acciónbiológica, retardar la hidrólisis de ciertos compuestos quí micos, reducir la volati lidad de losconstituyentes y reducir los efectos de absorción.

Los métodos de preservación de la muestra están generalmente limitados, al control del pH,la adición quí mica, la refr igeración y el congelamiento.

Los análisis de pH y oxí geno se deberán realizar en el lugar donde se toma la muestra.

El hierro puede ser afectado al ponerse en contacto con el oxí geno. La Sociedad Americanapara la Prueba de Materiales (ASTM por sus siglas en inglés). Ha establecido estándaresanalí ti cos para la mayorí a de los consti tuyentes del agua y publica dos libros al año quecontienen los últimos procedimientos.

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4. Muestreos

4.1. Normas de muestreo

El muestreo de combustibles gaseosos y de los de petróleo y los derivados de éste últimoestán regidos por las normas que se muestran en la tabla 6.

Tabla 6.

La finalidad de realizar los muestreos es constatar las caracterí sticas del producto que seestá manejando. Para ello se utilizan técnicas particulares, regidas por las normaspresentadas, según sea el producto de que se trate.



4.2. Muestreo de gas

El muestreo se reaIiza en la tuberí a a una tercera parte del centro de la lí nea.

Para realizar el muestreo se hace uso de recipientes de muestra de forma cilí ndrica. Dichomuestreo se realiza bajo las siguientes condiciones:

A) Volumen variable- Presión constante.(Ver figura 33 ). Estos cilindros son comúnmentefabricados como configuraciones de pistón de flotación l ibre.

Figura 33.

Son de forma cilí ndr ica y fabricados comúnmente con configuraciones de pistón deflotación libre. La lí nea presurizada comunica con un lado de este pistón. El extractor de

muestra comunica con el otro lado. El extractorenví a el gas por el lado del producto delrecipiente y mueve el pistón, desplazando el gas de regreso a la tuberí a.

Este recipiente se utiliza para obtener una muestra representativa y deberá ser usado cuando" el diagrama de fases" indicada posibilidad de una condensación retrógrada.

El material del sistema de muestreo deberá ser resistente a la corrosión e inerte a todos loscomponentes del gas.

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Todas las lí neas de muestreo deberán purgarse con el mismo gas después de la conexión delrecipiente.

B) Volumen constante-Presión variable.(Ver figura 34 ). Se uti lizan recipientes cilí ndricosque tienen una conexión en cada extremo para facilitar la purga del recipiente. Se uti lizacuando no existe condensación . Deben instalarse a manera de minimizar el espacio muertoentre el extractor de muestra y el recipiente, como se ilustra en la figura.

Figura 34.

Después de la conexión del recipiente al dispositivo de muestreo, el sistema deberá seradecuadamente purgado con el mismo gas de muestreo para desplazar cualquier gas en elsistema.

Para verifi car el llenado se emplea una carta de registro, que indica y registra el incrementode la presión como se muestra en la siguiente figura.

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Figura 35.

4.3. Muestreo de crudo

El muestreo del crudo se realiza tomando una muestra representativa, la cual es unapequeña porción del volumen total del material.



4.3.1. Muestreo en tanque (ver figura 36)

Figura 36.

Ejemplo: Un tanque que está al 85% de su capacidad. El tanque es dividido en tressecciones desde la parte superior del lí quido.

Se realizan tres muestreos :

(1) Muestreo en la parte superior: Se toma una muestra a la altura de 6 in (152 mm)por debajo del nivel del lí quido de la parte superior.

(2) Muestreo en la parte intermedia: Se toma una muestra en el punto intermedio entrela parte superior y la parte inferior

(3) Muestreo en la parte inferior: Se toma una muestra en el punto medio de la parteinferior del tanque.

Además existen otros tipos de muestreos, tales como: Muestreo Corrido y Botella al 80%

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4.3.2. Muestreo en las lí neas

Este muestreo es aplicable cuando se tienen pr esiones de vapor Reid de 16 psi (110 kPa) omenores.

Muestreo con probeta

La función del muestreo en probeta es obtener de la corriente de flujo una porciónrepresentativa de la corriente de entrada, figura 37.

Existen varios tipos de probetas.

- Un tubo extendido del centro de la lí nea y sesgado a 45q y con la cara hacia el flujo fig.37.- Un tubo extendido del centro de la lí nea y curveado y con la cara hacia el flujo fig. 37.

Figura 37.

4.3.3. Muestreo en tapas

Este muestreo es aplicable cuando se tienenpresiones de vapor Reid 26 psi (179 kPa) omenores. Este muestreo es recomendado para fluidos volátiles en tanques tipo esferoides,figura 38.



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Figura 38.



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GLOSARIO



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